Анализ углеводородных систем и оценка перспектив нефтегазоносности суббассейна Журуа бассейна Солимойнс (Бразилия) тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, кандидат наук Полищук Анастасия Валерьевна

• Полищук Анастасия Валерьевна
• кандидат наук
• 2023

Оглавление диссертации кандидат наук Полищук Анастасия Валерьевна

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ГЕОЛОГИЧЕСКОМ СТРОЕНИИ СУББАССЕЙНА ЖУРУА БАССЕЙНА СОЛИМОЙНС

1.1. Геолого-геофизическая изученность

1.2. Стратиграфия

1.3. Тектоника

1.4. Нефтегазоносность

1.5. Результаты анализа геологического строения суббассейна Журуа бассейна Солимойнс

ГЛАВА 2. МОДЕЛЬ НЕФТЕГАЗОВЫХ СИСТЕМ СУББАССЕЙНА ЖУРУА: МЕТОДИКА ПОСТРОЕНИЯ И РЕЗУЛЬТАТЫ ВЕРИФИКАЦИИ

2.1. Историко-генетический метод. понятия «нефтегазовая система», «атипичная нефтегазовая система», «бассейновое моделирование»

2.2. Элементы нефтегазовых систем

2.2.1. Резервуары

2.2.2. Покрышки

2.2.3. Нефтегазоматеринские толщи

2.2.4. Ловушки углеводородов

2.2.5. Вмещающие отложения

2.2.6. Выводы

2.3. Вопросы методики моделирования атипичной нефтегазовой системы суббассейна Журуа

2.3.1. Механизмы проявления траппового магматизма и его влияние на нефтегазовую систему

2.3.2. Распространение интрузий в осадочном чехле. Корреляция силлов. Методика и результаты картирования силлов

2.3.3. Временной порядок внедрения силлов в осадочный чехол

2.3.4. Оценка термического влияния силлов на вмещающие породы

2.3.5. Оценка палеоглубины погружения продуктивных отложений

2.3.6. Оценка изменения теплового потока

2.3.7. Выводы

2.4. Общая характеристика модели суббассейна и результаты её верификации

2.4.1. Общая характеристика бассейновой модели суббассейна Журуа

2.4.2. Результаты верификации модели

2.4.3. Распределение степеней катагенеза интервала нефтегазоматеринских толщ

2.4.4. Основные факторы, контролирующие миграцию и аккумуляцию углеводородов

2.4.5. Выводы

ГЛАВА 3. ЗОНЫ НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ В СУББАССЕЙНЕ ЖУРУА

3.1. Теоретическое принципы

3.2. Выделение зон нефтегазонакопления

3.3. Выводы

ГЛАВА 4. МЕТОДИКА И РЕЗУЛЬТАТЫ ЛОКАЛЬНОГО ПРОГНОЗА НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ СУББАССЕЙНА ЖУРУА

4.1. Анализ существующих представлений об оценке рисков

4.1.1. Количественная оценка факторов риска

4.1.2. Адаптация матрицы рисков к геологическим условиям объекта

4.1.3. Выводы

4.2. Результаты вероятностной оценки ресурсов зон доказанного нефтегазонакопления с учетом геологических рисков

4.3. Результаты оценки ресурсной базы

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИЙ И ОБОЗНАЧЕНИЙ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

СПИСОК РИСУНКОВ

СПИСОК ТАБЛИЦ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Анализ углеводородных систем и оценка перспектив нефтегазоносности суббассейна Журуа бассейна Солимойнс (Бразилия)»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы исследования. В соответствии с новой парадигмой развития сырьевой базы нефтедобывающей промышленности Российской Федерации, [А. Э. Конторович, Л. В. Эдер, 2015; А. Э. Конторович, 2016; Л. В. Эдер, А. Э. Конторович, 2017], Лено-Тунгусская нефтегазоносная провинция рассматривается как один из основных регионов восполнения ресурсной базы страны. Это бассейн, испытавший интенсивное воздействие пластовых интрузий долеритов.

Кроме того, промышленная нефтегазоносность атипичных нефтегазовых систем доказана на территории Южной Америки (бассейны Солимойнс, Амазонас, Парана), Африки (провинция Карру), Австралии (шельфовый суббассейн Седуна) и т. д. [K. Senger, 2017; H. Svensen, 2017; C. Magee, 2016; Г. Д. Феоктистов, 1972]. Нефтегазовая система относится к классу атипичных в том случае, если зрелость нефтегазоматеринской толщи прямо не связана с погружением осадочного чехла [L. Magoon, W. Dow, 1994].

Названные объекты также могут оказаться в сфере интересов российских нефтегазовых компаний. Анализ специальной литературы показывает, что методические подходы к прогнозированию их нефтегазоносности еще не полностью разработаны. Поэтому дальнейшее исследование факторов, контролирующих прогноз нефтегазоносности атипичных нефтегазовых систем, является весьма актуальным.

Еще один принципиальный момент рассматриваемой парадигмы развития -акцентирование внимания на мелких углеводородных скоплениях в хорошо изученных районах. Проведение геологоразведочных работ на таких объектах связано со значительными рисками, в том числе и из-за неопределенности степени их заполнения [В. Б. Белозеров, 2019]. Собственный опыт автора показал, что оценка коэффициентов заполнения таких ловушек по аналогии с соседними залежами может быть некорректной. Соответственно, разработка подходов к оценке заполнения ловушек на основе детального моделирования нефтегазовых систем - весьма актуальная научная задача.

Объектом исследования является целостная атипичная нефтегазовая система суббассейна Журуа. Осадочный чехол представлен породами протерозой-кайнозойского возраста мощностью до 4 км, испытавших интенсивные процессы эрозии в позднемеловое время. Ввиду его относительно небольших размеров (400х200 км) и достаточно высокой степени изученности, представляется возможность исследовать целостную атипичную нефтегазовую систему методом бассейнового моделирования с детальностью, соответствующей поисковому этапу геологоразведочных работ (ГРР).

Степень разработанности темы

Моделирование нефтегазовых систем в последние годы стало одним из основных направлений, обеспечивающих прогноз нефтегазоносности осадочных бассейнов. Основными центрами, обеспечивающими его развитие в нашей стране, стали МГУ, МГРИ, Губкинский университет, ИНГ1 СО РАН, Казанский федеральный университет и другие научные организации. В них развиваются методические подходы к восстановлению истории развития нефтегазовых систем различных генетических типов, принципы и алгоритмы бассейнового моделирования [А. В. Ступакова, 2019, 2021; В. Ю. Керимов, 2018, 2020; Л. М. Бурштейн, 2021, 2022 и др.].

Значительный вклад в изучение атипичных нефтегазовых систем внесли российские и зарубежные геологи [О. О. Абросимова, 2009; В. Л. Масайтис, 1967; Г. Д. Феоктистов, 1978, 1972; Д. М. Туровцев, 1970; А. Э. Конторович 1996, 2001, 2017; А. В. Хоменко, 1997, 2001; А. О. Гордеева, 2011; I. Aarnes, 2011; K. Senger, 2013; K. Thomson, N. Schofield, 2008]. Отмечено, что методические подходы к оценке ресурсного потенциала бассейнов с атипичной нефтегазовой системой имеют свои особенности. Дискуссионным остается вопрос о влиянии интрузивных тел на вмещающие породы [Ф. Ю. Левинсон-Лессинг, 1932; В. С. Старосельцев, 1975, 1989; А. В. Мигурский, 1986, 1989, 1997]. В зависимости от выбранной концепции может существенно различаться понимание процессов генерации, миграции и аккумуляции углеводородов.

Проблемы, связанные с геологическим строением и нефтегазоносностью бассейна Солимойнс, исследованы в работах M. V. Caputo, 1991; M. R. Mello et al., 1996; F. Almeida et al., 1999; Y. Grahn et al., 2003; M. Roddaz, 2004; C. F. Barata et al., 2007; M. V. Caputo et.al, 2008; C. H. Scotese, 2014; M. V. Caputo, 2014; R. Lima et al., 2014; M. C. Daly et al., 2014; H. H. Svensen et al., 2017. В результате проведенных исследований разработана стратиграфическая схема осадочного чехла, выявлены основные закономерности тектонического строения и нефтегазоносности объекта, открыт ряд значительных по запасам месторождений. В то же время, многие принципиальные вопросы прогноза нефтегазоносности, в особенности периферийных частей суббассейна, в настоящее время решены не полностью.

Единственными примерами бассейнового моделирования объекта исследований являются работы, проведенные А. А. Бендером и другими исследователями в 2009-2012 гг. В 2012-2019 гг. были выполнены комплексные геологоразведочные работы, результаты которых позволили понять, что детальность модели и степень настройки на фактические данные недостаточны для количественного прогноза перспектив нефтегазоносности.

Остались нерешенными следующие вопросы:

1. Возможность генерации УВ из дополнительных депоцентров.

2. Степень катагенеза потенциальных нефтегазоматеринских пород в периферийных районах суббассейна.

3. Ключевые факторы контроля заполнения ловушек УВ.

4. Комплексные факторы риска и параметры неопределенностей при оценке перспектив нефтегазоносности неразбуренных структур.

Цель и задача исследования

Целью работы является повышение степени достоверности локального прогноза нефтегазоносности суббассейна Журуа на основе моделирования истории развития его атипичной нефтегазовой системы.

Для достижения поставленной цели необходимо решить следующую научную задачу: построить и исследовать модель атипичной нефтегазовой системы суббассейна Журуа, удовлетворяющую всем имеющимся данным о катагенезе органического вещества и о заполнении ловушек УВ.

Решение поставленной научной задачи включает следующие этапы:

1. Анализ геологического строения суббассейна Журуа;

2. Создание трехмерной модели атипичной нефтегазовой системы суббассейна Журуа, соответствующей всем имеющимся данным; решение сопутствующих методических вопросов;

3. Исследование полученной модели, выделение зон нефтегазонакопления;

4. Выполнение вероятностной оценки локализованных ресурсов углеводородов с учетом рисков в пределах выделенных зон, решение сопутствующих методических вопросов.

Объектом исследования является нефтегазоносный суббассейн Журуа бассейна Солимойнс (штат Амазонас, Бразилия), суммарная мощность пластовых интрузий в котором составляет в среднем 30 % от мощности осадочного чехла. В суббассейне открыт ряд значительных по запасам газовых, нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений. Вместе с тем, периферия суббассейна характеризуется низкой степенью геолого-геофизической изученности и высокими рисками проведения геологоразведочных работ.

Предметом исследования является модель атипичной нефтегазовой системы суббассейна Журуа, неотъемлемую часть которой составляет комплекс пластовых интрузий долеритов (силлов), оказавший существенное влияние на ход процессов нафтидогенеза.

Научная новизна

1. Впервые для суббассейна Журуа на основе новых методических приемов определения последовательности внедрения силлов, прогноза теплового потока и обоснования интенсивности предмеловой эрозии создана модель атипичной углеводородной системы, адекватно воспроизводящая как запасы известных залежей, так и отсутствие заполнения выведенных из бурения структур.

2. На основе исследования полученной модели разработана система критериев прогноза нефтегазоносности: степень близости силла к отложениям генерирующих толщ, расположение ловушек в пределах линейно ориентированных структурных трендов, критичная толщина ангидритовой покрышки, отношение объема структуры к площади дренирования, наличие самостоятельных депоцентров материнских отложений в краевых частях суббассейна.

3. Впервые для суббассейна Журуа разработан подход к вероятностной оценке локализованных ресурсов с учетом рисков, основанный:

- на полученных результатах заполнения ловушек по данным бассейнового моделирования и прогнозных коэффициентов заполнения;

- на полученных результатах адаптации матрицы оценки рисков к геологическим условиям объекта путем стохастического моделирования истории ГРР.

Теоретическая и практическая значимость

Теоретическая значимость исследования заключается в разработке нового подхода к локальному прогнозу нефтегазоносности бассейнов с атипичными нефтегазовыми системами, основанного:

- во-первых, на результатах бассейнового моделирования, позволяющего оценить объемы углеводородов в ловушках и риски по их заполнению;

- во-вторых, на результатах адаптации матрицы оценки рисков к геологическим условиям района работ методом стохастического моделирования истории геологоразведочных работ.

Практическое значение работы заключается в выделении в суббассейне зон нефтегазонакопления и оценке их ресурсного потенциала. Полученные в работе результаты использованы в практической деятельности ПАО «НК «Роснефть» RN-Brazil при планировании ГРР и выборе перспективных участков.

Методы исследования и фактический материал

Основной метод исследования, применяемый в настоящей работе, - метод бассейнового моделирования, представляющий собой синтез историко-генетического метода исследования процессов нафтидогенеза и современных компьютерных технологий.

Теоретические основы историко-генетического метода исследования были заложены Н. Б. Вассоевичем, А. Э. Конторовичем, С. Г. Неручевым, Н. В. Лопатиным и другими исследователями в ходе разработки учения о стадийности нефтегазообразования. Ядром учения стал вывод о неравномерности протекания процессов нафтидогенеза и введение понятий «главная фаза нефтеобразования», «главная зона нефтеобразования», «главная зона газообразования». Позднее в западной литературе появился синоним понятия «главная зона нефтеобразования» - «нефтяное окно» [П. И. Сафронов, 2018]. Современное теоретическое состояние историко-генетического метода отражено в работах [D. H. Welte, 1997; M. Makhous, Y. Galushkin, 2005; Н. В. Лопатин, 2006; Ю. И. Галушкин, 2007; T. Hantschel, A. I. Kauerauf, 2009; А. Э. Конторович и др., 2013; Астахов, 2015 и др.].

В настоящее время историко-генетический метод исследования процессов нафтидогенеза стал теоретической основой целого ряда программных комплексов, одним из наиболее известных среди которых является PetroMod (Компания Schlumberger). Именно он был использован в настоящей работе в качестве инструмента исследования. Суть его работы заключается в системном моделировании этапов седиментации, тектонического развития бассейна, тепловой истории, процессов созревания органического вещества, процессов генерации, миграции, аккумуляции углеводородов и разрушения ранее сформированных залежей [П. И. Сафронов, 2018].

В настоящее время методы восстановления истории развития нефтегазовых систем или бассейновое моделирование стали одними из основных при оценке перспектив нефтегазоносности осадочных бассейнов в нашей стране. Об этом говорят публикации представителей данного направления [А. Э. Конторович, Л. М. Бурштейн, 2013, 2016, 2021, 2022; А. В. Ступакова, 2019, 2021; В. Ю. Керимов, 2018, 2020; Е. А. Лавренова, 2020, 2021, И. В. Гончаров, 2013, 2015, 2022] и многие защищенные в последнее время диссертации [А. П. Афанасенков, 2019; Е. Болат, 2021; А. О. Гордеева, 2011; К. О. Исказиев, 2021; М. А. Лобусев, 2020; С. В. Малышева, 2015; М. Н. Наумова, 2019; И. Ф. Нафиков, 2018; И. А. Санникова, 2019; П. И. Сафронов, 2018; Е. Д. Сивкова, 2022].

В качестве метода количественной интерпретации результатов бассейнового моделирования был использован метод вероятностной оценки ресурсов с учетом рисков. Основы метода последовательно изложены П. Роузом в монографии «Анализ рисков и управление нефтегазопоисковыми проектами» [П. Роуз, 2011]. Современное состояние метода

изложено в работах [А. А. Поляков, 2О12, 2016; А. Н. Фокин, 2О11, С. В. Шатров, 2О15; G. E. McMaster, 2003; F. J. Peel, 2016, R. Roden, 2010; B. Wang, 2000].

Работа основана на данных интерпретации 31 ООО пог.км 2D и 1055 км2 3D сейсморазведочных работ, результатах бурения и интерпретации ГИС 2ОО скважин, седиментологических исследований керна 7 скважин, геохимических исследований 2 3SS образцов 58 скважин, результатах 3D бассейнового моделирования (площадь территории исследований 8О ООО км2).

Кроме того, привлекались результаты региональных работ по проекту Солимойнс, архивные материалы, опубликованные работы по данной тематике, результаты собственных исследований автора.

Для обработки данных использованы программные пакеты PetroMod, Petrel, Surfer,

Isoline.

Основные защищаемые положения

1. Разработанные методические приемы, реализованные при создании модели атипичной нефтегазовой системы суббассейна Журуа, повышают достоверность прогноза нефтегазоносности, применимы для моделирования других бассейнов с широким развитием траппового магматизма и включают:

- определение последовательности внедрения силлов на основе анализа временных сейсмических разрезов и взаимной корреляционной связи толщин интрузивных тел;

- прогноз теплового потока, основанный на результатах калибровки бассейновой модели с применением схемы аномалий магнитного поля. Площадное распределение значений теплового потока выполнено методом тренд-анализа;

- обоснование интенсивности предмеловой эрозии путем анализа мощностей накопленных отложений в исследуемых скважинах со стратиграфическим разрезом опорной скважины и последующей калибровкой бассейновой модели.

2. Созданная модель атипичных нефтегазовых систем суббассейна Журуа позволяет обосновать качество её элементов - нефтегазоматеринских толщ, коллекторов и покрышек, прогнозные коэффициенты заполнения ловушек, фазовый состав УВ, количество залежей в перспективных ловушках, что послужило основой выделения четырех зон нефтегазонакопления.

3. Выполненная вероятностная оценка ресурсов углеводородов с учетом рисков по данным бассейнового моделирования позволила ранжировать зоны нефтегазонакопления по степени перспективности: наиболее перспективной на поиски

газа является Северо-Западная зона, на поиски нефти - Центральная зона нефтегазонакопления.

Личный вклад

Автором лично выполнены следующие исследования:

- построение трехмерной модели силлов в бассейне на основе собственной корреляции разрезов около 200 скважин;

- интерпретация данных сейсморазведки, результатов тренд-анализа мощностей силлов и вмещающих отложений;

- обоснование порядка внедрения силлов в осадочный чехол как основа восстановления теплового режима;

- обоснование глубинного теплового потока в бассейне;

- обработка данных геохимических исследований более 2000 образцов, результаты которых положены в основу бассейнового моделирования;

- анализ результатов седиментологического описания керна и сопоставление с картами фаций, заложенными в модель;

- интеграция всех имеющихся данных посредством построения трехмерной цифровой бассейновой модели суббассейна Журуа, исследование модели, установление основных особенностей генерации и миграции УВ в бассейне;

- выделение, осуществленное при участии автора, перспективных объектов в осадочном чехле;

- анализ ключевых параметров залежей и ловушек: наличия и качества коллектора, покрышек, заполнения, амплитуды и площади структур, плотности 2D сейсмических профилей, что позволило обосновать численные значения геологических рисков с учетом геологии региона работ;

- адаптация матрицы оценки вероятностей успеха поискового бурения, приведенного в методических рекомендациях координационного комитета по программам геологического исследования прибрежных и морских территорий Восточной и Юго-Восточной Азии (ССОР), к геологическим условиям суббассейна Журуа;

- выделение зон нефтегазонакопления и вероятностная оценка их ресурсного потенциала с учетом геологических рисков на основе критических факторов прогноза нефтегазоносности.

Степень достоверности и апробация результатов

Высокая степень достоверность научных результатов определяется:

- использованием историко-генетического метода исследования процессов нафтидогенеза, разработанного Н. Б. Вассоевичем, А. Э. Конторовичем, С. Г. Неручевым, Н. В. Лопатиным и другими исследователями, который является теоретической основой современных программных комплексов бассейнового моделирования;

- опорой на имеющийся опыт исследования атипичных нефтегазовых систем в различных осадочных бассейнах;

- максимально полным использованием и комплексированием всех имеющихся фактических данных (геолого-геохимических параметров, сейсмических материалов, данных испытаний скважин) по элементам нефтегазовой системы объекта;

- использованием современного и многократно апробированного программно-методического комплекса бассейнового моделирования РейоМ^ (Schlumberger). Достоверность результатов работы подтверждается высокой степенью сходимости

(до 81 %) оценок запасов, утвержденных в Компании и определенных в 3D бассейновой модели, а также результатами бурения трех поисково-оценочных и одной разведочной скважин, подтвердивших прогностические возможности модели.

Основные результаты работы докладывались на российских и международных конференциях, семинарах:

- кустовых, региональных и межрегиональных научно-технических конференциях молодых специалистов ПАО «НК «Роснефть» (гг. Тюмень, Уфа, Москва, Сочи 2014 г. и 2016 г.);

- конкурсе молодежных научно-инновационных проектов в сфере нефтегазовой отрасли, (г. Тюмень, 2014 г.);

- VII Сибирской научно-практической конференции молодых ученых по наукам о Земле (г. Новосибирск, 2014 г.);

- XIX научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО-Югры» (г. Ханты-Мансийск, 2015 г.);

- рабочей встрече пользователей PetroMod на базе ООО «НОВАТЭК НТЦ» (Тюмень, 2016 г.);

- технологическом форуме «Шлюмберже» 2017 г. «Моделирование нефтегазоносной системы с развитием траппового магматизма» (г. Сочи, 2017 г.);

- семинаре «Региональное геологическое моделирование, оценка нефтегазового потенциала бассейна Солимойнс. Дальнейшая стратегия развития проекта» (г. Рио-де-Жанейро, Бразилия, 2018 г.);

- конференции по бассейновому моделированию «Научные исследования при подготовке входных данных для моделирования как основа достоверности результатов анализа нефтяных систем» (г. Красноярск, 2018 г.);

- международном научно-техническом семинаре «Информационные системы и технологии в нефтегазодобыче» (г. Тюмень, 2018);

- международной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Новые технологии - нефтегазовому региону» (г. Тюмень, 2019 г.);

- 9-ой международной геолого-геофизической конференции EAGE «Санкт-Петербург 2020. Геонауки: трансформируем знания в ресурсы» (г. Санкт-Петербург, 2020 г.).

- Международном онлайн-конкурсе технических статей GEO Wiki Write Off Competition (США, 2021 г.).

Благодарности

Особую благодарность автор выражает научному руководителю доктору геолого-минералогических наук, эксперту Управления ГРР Западная Сибирь, ООО «ТННЦ» Михаилу Валентиновичу Лебедеву за консультации и советы в ходе проведения исследовательской работы.

Автор выражает благодарность Анжелике Николаевне Фищенко - начальнику управления ГРР Западная Сибирь, ООО «ТННЦ» за всестороннюю поддержку при подготовке работы.

Автор искренне благодарен за консультации кандидату геолого-минералогических наук, эксперту по геологии отдела технологической поддержки ООО «ТННЦ» Дмитрию Анатольевичу Сидорову и аналитику нефтегазоносных систем подразделения Шлюмберже Информационные решения Анастасии Николаевне Перепелиной, коллегам Управления ГРР Западная Сибирь ООО «ТННЦ» Сергею Ивановичу Кулагину и Евгении Александровне Томиловой.

Автор выражает благодарность старшему эксперту экспертно-аналитического управления ООО «ТННЦ», кандидату технических наук Грищенко Марине Афанасьевне за конструктивную критику при обсуждении работы.

Автор признателен за помощь и консультации главному геологу дочернего общества ПАО «НК «Роснефть» RN-Brasil Сиднею Ростиролле, тесное взаимодействие с которым, способствовало правильному пониманию геологии региона исследований.

Также автор выражает благодарность руководству дочернего общества ПАО «НК «Роснефть» RN-Brasil В. В. Ляховичу, А. А. Жукову за возможность использования материалов для написания диссертации.

Публикации

По теме диссертации опубликовано 10 научных работ, из них 4 в журналах из перечня рецензируемых научных изданий ВАК.

Структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав и заключения. Общий объем работы составляет 189 страниц, включая 74 рисунка, 9 таблиц. Список литературы содержит 254 наименования источников отечественных и зарубежных авторов.

ГЛАВА 1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ГЕОЛОГИЧЕСКОМ СТРОЕНИИ СУББАССЕЙНА ЖУРУА БАССЕЙНА СОЛИМОЙНС

1.1. Геолого-геофизическая изученность Бассейн Солимойнс, расположенный в верховьях р. Амазонка, относится к внутрикратонному типу (синеклизный тип бассейнов) [65]. Бассейн состоит из двух суббассейнов - Журуа и Жандиатуба, разделенных сводом Карауари. Объектом исследования в настоящей работе является восточный суббассейн Журуа. Размеры бассейна 200 на 400 км.

На территории суббассейна Журуа пробурено порядка 200 поисково-оценочных и разведочных скважин, проинтерпретировано 31000 пог. км 2D, 1055 км2 - объем сейсморазведочных работ 3D. В результате проведенных поисковых работ на сегодняшний день в суббассейне открыто 13 газовых, 12 нефтегазоконденсатных месторождений. Перспективные ресурсы выявлены на 60 структурах (рисунок 1).

Вместе с тем следует отметить, что степень изученности объекта все еще недостаточно равномерная. В самых южных и восточных районах плотность сейсмических наблюдений минимальна, поисковые скважины единичны. Этот фактор порождает значительную неопределенность в оценке перспектив нефтегазоносности этих участков. Выводы:

- достаточно высокая степень изученности основной части суббассейна Журуа и его относительно небольшие размеры являются хорошей информационной основой для детального изучения процессов нафтидогенеза в атипичной нефтегазовой системе методом бассейнового моделирования;

- познание основных закономерностей формирования залежей углеводородов в центральной части суббассейна является основой оценки перспектив нефтегазоносности его периферийных частей.

нефтегазоконденсатные сейсмические профили 20 □ граница 30 сейсмики

Рисунок 1 - Обзорная карта района работ

1.2. Стратиграфия

Стратиграфия бассейна Солимойнс описывается согласно работе [J. F. Eiras, 1994]. В ней показано, что в осадочном чехле объекта можно выделить три этажа, разделенные крупными стратиграфическими несогласиями: докембрийский, палеозойский и мезо-кайнозойский (рисунок 2).

Особенности выделенных стратиграфических комплексов описываются согласно результатам региональных исследований, в которых участвовал автор.

Условные обозначения: ] аргиллиты Ц карбонаты Ц ангидриты ^ диамиктит ] песчаники гравелиты Q силициты Ц диабазы

Залежи УВ:

газовые нефтегазоконденсатные /Л газоконденсатные нефтяные НГМТ (§) резервуары (с) покрышки

рифтинг орогенез xi. флексурное опускание

интракратонное прогибание всестороннее растяжение

Рисунок 2 - Литолого-стратиграфическая шкала и элементы нефтегазовой системы бассейна Солимойнс [J. F. Eiras, 1994] с изменениями и дополнениями автора

Протерозойская эратема

Протерозойские отложения на рассматриваемой территории объединены в группу Пурус: красноцветные конгломераты, гравелиты, песчаники с прослоями красноцветных алевролитов и аргиллитов континентального генезиса. Мощность отложений меняется от 0 м до 935 м.

Палеозойская эратема

Палеозойская часть разреза включает до 4 осадочных комплексов, разделенных региональными несогласиями, отражающими глобальные тектонические и климатические изменения. Вскрыт 90 % скважин в западной и центральной части региона.

Ордовикский комплекс (1) представлен отложениями формации Бенжамин-Констант, которая характеризуется переслаиванием континентальных и прибрежно-морских песчаников низкой степени сортировки, аргиллитами светло-серыми до черных, сформировавшихся в открытом морском бассейне [173]. По сейсмическим данным комплекс не прослеживается -полная мощность его не известна, в разрезе скважин не встречен. Описание приведено по аналогии с соседним суббассейном Жандиатуба.

Силур-девонский комплекс (2) сложен темно-серыми морскими глинистыми отложениями формации Жутай (Jutai), развитой преимущественно в суббассейне Жандиатуба. Предполагается, что формация обладает нефтегазоматеринскими свойствами [172]. В восточном направлении, в сторону свода Карауари, разделяющего бассейн Солимойнс на два суббассейна, происходит опесчанивание формации и замещение на отложения пачки Биа (Bia Member), представленной прибрежно-морскими песчаниками и слюдистыми алевролитами. Мощность ее меняется от 0 м до 260 м. Наличие формации Жутай в суббассейне Журуа пока не доказано. Описание приведено по аналогии с соседним суббассейном Жандиатуба.

Девон-нижнекарбоновый комплекс (3) выделен в группу Маримари, включающую в себя две формации: Жандиатуба и Уэре.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Полищук Анастасия Валерьевна, 2023 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Абросимова О. О. Особенности строения отложений кембрийского комплекса в пределах Мирнинского выступа (Непско-Ботуобинская антеклиза) / О. О. Абросимова, С. И. Кулагин // Известия Томского политехнического университета. -Томск, 2010. Том 316, №1. - С. 48-52.

2. Астахов С. М. Геореактор. Алгоритмы нефтегазообразования / С. М. Астахов. -Ростов-на-Дону: Контики, 2015. - 256 с.

3. Афанасенков А. П. Геология и перспективы нефтегазоносности севера Сибирской платформы : дис. д-ра. геол. - мин наук: 25.00.12 / Афанасенков Александр Петрович. - М., 2019 - 375 с.

4. Афтахова У. В. Формирование методики оценки уровня потенциальных запасов углеводородов на месторождении на основе стохастического моделирования / У. В. Афтахова, Н. Ю. Старкова // Вестник ПНИПУ. Социально-экономические науки, 2017, №3. - С. 280-289.

5. Баженова Т. К. Исследование онтогенеза углеводородных систем как основа раздельного прогноза нефте- и газоносности осадочных бассейнов / Т. К. Баженова, В. К. Шиманский // Нефтегазовая геология. Теория и практика, 2007 (2) - С. 1-17.

6. Баранова М. И. Новые данные о взаимоотношении даек долеритов и вмещающих пород в пределах Бугарикского горста (запад Сибирской платформы) / М. И. Баранова, А. В. Мигурский, А. Н. Процко, М. А. Масленников // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 2009. №8. - С. 13-19.

7. Белозеров В. Б. Роль сейсмогеологического анализа в оценке нефтегазоносности отложений келловей-оксфорда юго-восточной части Каймысовского свода / В. Б. Белозеров, А. В. Бобров // Нефтегазовая геология. Теория и практика, 2022. -Т.17. - №1. - С. 1-13.

8. Белозеров В. Б. Повышение эффективности разработки и поиска залежей углеводородов в пределах юго-восточной части Нижневартовского свода на основе фациального анализа пласта ЮВ1/1 / В. Б. Белозеров, М. О. Коровин // Газовая промышленность, 2019. - №1. - С. 22-28.

9. Боженюк Н. Н. Методы адаптации и снижения неопределенностей при геолого-гидродинамическом моделировании терригенных коллекторов на примере ряда месторождений Западной Сибири: автореф. дис. канд. геол.-мин.наук: 25.00.12 / Надежда Неониловна Боженюк; ТИУ. Тюмень. 2018. 21 с.

10. Болат Е. Условия формирования и закономерности размещения скоплений нефти и газа в Южно-Торгайском бассейне : автореф. дисс. канд. геол. - мин наук: 25.00.12 / Болат Ерлибек. - М., 2021 - 23 с.

11. Бурштейн Л. М. Методы количественной оценки перспектив нефтегазоносности (на примере седиментационных бассейнов Сибири): автореф. дис. доктора геол.-мин.наук: 25.00.12 / Лев Маркович Бурштейн; ИНГГ СО РАН. Новосибирск. 2011. 37 с.

12. Бурштейн Л. М. Количественная оценка перспектив нефтегазоносности. Эмпирические и генетические подходы. История и современное состояние / Л. М. Бурштейн // 2-я Всероссийская Школа студентов, аспирантов и молодых ученых по литологии. 2016. - С. 19-23.

13. Бурштейн Л. М. К методике количественной оценки ресурсов углеводородов баженовской свиты юго-восточных районов Западно-Сибирского бассейна / Л. М. Бурштейн, А. Э. Конторович, С. В. Рожкова и др.// Нефтегазовая геология. Теория и практика, 2021. Т.16. №3. - С. 1-22. DOI: https://doi.org/10.17353/2070-5379/26_2021.

14. Важенина О А. Прогноз заполнения пород доюрского основания углеводородами на основе моделирования нефтегазоносных систем (Западная Сибирь) / О. А. Важенина, А. В. Тригуб // Геология нефти и газа, 2018. №4. - С. 39-51.

15. Вассоевич Н. Б. Образование нефти из терригенных отложений (на примере чокракско-караганских слоев Терского передового прогиба) / Н. Б. Вассоевич // Вопросы образования нефти. - Л. - Гостоптехиздат. - 1958. - С. 9-220. (Тр. ВНИГРИ; Вып. 128).

16. Вассоевич Н. Б. Теория осадочно-миграционного происхождения нефти (исторический обзор и современное состояние) / Н.Б. Вассоевич // Изв. АН СССР, сер. геол. - 1967. - № 11. - С. 135-156.

17. Ветров Е. В. Эволюция тектонических событий и рельефа юго-восточной части горного Алтая в позднем мезозое - кайнозое по данным трековой термохронологии апатита / Е. В. Ветров, М. М. Буслов, И. Гравэ // Геология и геофизика, т. 57, №1, 2016. - С. 125-142.

18. Волков А. М. Влияние вертикальной миграции флюидов на формирование залежей нефти и газа / А. М. Волков, Н. Н. Поплавский, Н. Н. Ростовцев, А. В. Рыльков, Г. М. Шинкеев // Труды ЗапСибНИГНИ, выпуск 8, 1968. - С. 190-195.

19. Вожов В. И. Гидрогеологические условия месторождений нефти и газа Сибирской платформы. - М.: Недра, 1987. - 204 с.

20. Галушкин Ю. И. Моделирование осадочных бассейнов и оценка их нефтегазоносности / Ю. И. Галушкин. - М.: Научный мир, 2007. - 456 с.

21. Гажула В. С. Особенности траппового магматизма в связи с условиями нефтегазоносности Сибирской платформы / Нефтегазовая геология. Теория и практика, 2008. - С. 1-8.

22. Гончаров И. В. Геохимия нефтей Западной Сибири. - М.: Недра, 1987. - 184 с.

23. Гончаров И. В. Катагенез органического вещества пород баженовской ситы юго-востока Западной Сибири (Томская область) / И. В. Гончаров, В. В. Самойленко, Н. В. Обласов, С. В. Фадеева // Геология и геолого-разведочные работы. - 2013. - №10. - С. 32-37.

24. Гончаров И. В. Опыт использования геохимических исследований при ведении геологоразведочных работ при ведении геологоразведочных работ и добыче углеводородов / И. В. Гончаров, В. В. Самойленко, Н. В. Обласов и др. // Химия нефти и газа. 2015. - С. 11-15.

25. Гордеева А. О. Критерии прогноза нефтегазоносности Южно-Тунгусской области с высоким развитием траппового магматизма (Лено-Тунгусская провинция): автореф. дис. канд. геол.-мин.наук: 25.00.12 / Гордеева Алевтина Олеговна; ИНГГ СО РАН. Новосибирск. 2011. 18 с.

26. ГОСТ Р ИСО 5479-2002. Проверка отклонения распределения вероятностей от нормального распределения. - М.: Изд-во стандартов, 2002. - 25 с.

27. Губин И. А. Оценка масштабов траппового магматизма в Южно-Тунгусской нефтегазоносной области на основе региональной структурной сейсмогеологической модели / И. А. Губин, А. О. Гордеева, Е. Н. Кузнецова // Геология нефти и газа, №6, 2016. - С. 52-62.

28. Демьянов В. В. Геостатистика: теория и практика/ В. В. Демьянов, Е. А. Савельева // Ин-т проблем безопасного развития атомной энергетики РАН. -М.: Наука, 2010. -59 с.

29. Домышев В. Г. Пирокластические толщи, трапповый вулканизм и тектоника юго-востока Тунгусской синеклизы. Новосибирск, «Наука», 1974. - 117с.

30. Дэвис Дж. С. Статистический анализ данных в геологии / С. Дж. Дэвис, Недра, Москва, 1990. - 319 с.

31. Ефимов А. С. Состояние и перспективы развития сырьевой базы углеводородов / А. С. Ефимов, Ю. Л. Зайцева, М. А. Масленников // Минеральные ресурсы России, 2017. №3. - С. 19-40.

32. Икон К. О. Методический подход к оценке рисков поисково-разведочного бурения и опыт прогноза количества открытий в результате реализации программы ГРР (на примере северо-восточных районов Западной Сибири) / К. О. Икон, О. А. Олюнина // Трофимуковские чтения - 2019. Материалы всероссийской молодежной научной конференции с участием иностранных ученых. Новосибирск. 2019. - С. 170-173.

33. Исказиев К. О. Стратегия освоения ресурсов нефти и газа в подсолевых отложениях севера Прикаспийской синеклизы : автореф. дис. д-ра. геол. - мин наук: 25.00.12 / Исказиев Курмангазы Орынгазиевич. - М., 2021 - 51 с.

34. Карасев П. С. Влияние складчато-надвиговых дислокаций на процессы нефтегазогенерации в северном сегменте Предуральского краевого прогиба / П. С. Карасев, Д. В. Надежкин, Т. В. Попова и др. // Нефтегазовая геология. Теория и практика, 2019. Т14. №3. - С. 1-24.

35. Кашапов Р. С. К вопросу о погрешностях метода Яоск-Еуа1 / Р. С. Кашапов, И. В. Гончаров, В. В. Самойленко, Н. В. Обласов, П. В Трушков // Международный журнал прикладных и фундаментальных исследований №10 - 2015. - С. 866-873.

36. Керимов В. Ю. Моделирование месторождений и залежей нефти и газа для решения задач разведки и разработки / В. Ю. Керимов, Р. Н. Бахтизин, К. И. Данцова и др. // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья, 2018. №3. - С. 5256. DOI: 10.24411/0131-4270-2018-10307.

37. Керимов В. Ю. Условия формирования и эволюция нефтегазоматеринских толщ Лаптевской нефтегазоносной провинции / В. Ю. Керимов, Ю. В. Щербина, А. А. Иванов // Геология и разведка месторождений углеводородов, 2020. №63(3). -С. 46-59.

38. Киселев В. С. Инструкция по оценке качества структурных построений и надежности выявленных и подготовленных объектов по данным сейсморазведки МОВ-ОГТ / В. С. Киселев, Е. А. Козлов, Г. А. Захарова // ВНИИГеофизика, Москва, 1984 г. - 40 с.

39. Кобзарь А. И. Прикладная математическая статистика. Для инженеров и научных работников / А. И. Кобзарь. - Москва: Физматлит, 2012. - 816 с.

40. Козлов Б. А. Краткий справочник по расчету надежности ридиоэлектронной аппаратуры / Б. А. Козлов, И. А. Ушаков. Москва: Советское радио. 1966. 432 с.

41. Конторович А. Э. Масштабы образования углеводородных газов в мезозойских отложениях Западно-Сибирской низменности / А. Э. Конторович, Е. А. Рогозина // Труды СНИИГГиМСа. - Выпуск 65. - Новосибирск. - 1967. - С. 13-25.

42. Конторович А. Э. Литогенез и нефтегазообразование / А. Э. Конторович, А. А. Трофимук // Горючие ископаемые. Проблемы геологии и геохимии нафтидов и битуминозных пород. - М. - Наука, - 1976. - С. 19-36.

43. Конторович А. Э. Физико-химическое моделирование термодинамических равновесий в системе «карбонатно-эвапоритовые осадочные породы-вода-углеводороды» при контактовом метаморфизме и катагенезе / А. Э. Конторович, А. Л. Павлов, Г. А. Третьяков, А. В. Хоменко // Геохимия, №7, 1996 - С. 598-610.

44. Конторович А. Э. Разновозрастные очаги нафтидообразования и нафтидонакопления на Северо-Азиатском кратоне / А. Э. Конторович, С. Ф. Бахтуров, А. К. Башарин и др. // Геология и геофизика, Т. 40, №11, 1999. - С. 1676-1693.

45. Конторович А. Э. Теоретические основы прогноза нефтегазоносности осадочных бассейнов с интенсивным проявлением траппового магматизма / А. Э. Конторович, А. В. Хоменко // Геология и геофизика, т. 42, №11-12, 2001. - С. 1764-1773.

46. Конторович А. Э. Историко-геологическое моделирование процессов нафтидогенеза в мезозойско-кайнозойском осадочном бассейне Карского моря (бассейновое моделирование) / А. Э. Конторович, Л. М. Бурштейн, Н. А. Малышев и др. // Геология и геофизика, 2013. Т. 54. №8. - С. 1179-1226.

47. Конторович А. Э. Новая парадигма стратегии развития сырьевой базы нефтедобывающей промышленности Российской Федерации / А. Э. Конторович, Л. В. Эдер // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление, 2015. №5.

- С. 8-17.

48. Конторович А. Э. Проблемы реиндустриализации нефтегазового комплекса России / А. Э. Конторович // Нефтяное хозяйство, 2016. №3. - С. 14-15.

49. Косьянов В. А. Разработка и применение технологий моделирования месторождений углеводородов и математических методов для решения задач поисков, разведки и добычи нефти и газа на основе комплексных геолого-геофизических и геохимических исследований / В. А. Косьянов, Р. Н. Бахтизин, С. Н. Болотов, И. С. Гутман и др. // Известия высших учебных заведений. Геология и разведка, 2019. №6.

- С. 11 -17.

50. Кремер Н. Ш. Теория вероятностей и математическая статистика: учебник для студентов вузов, обучающихся по экономическим специальностям. 3-е изд., перераб. и доп. / Н. Ш. Кремер - М.: Юнити-Дана. 2010. - 551 с.

51. Кузнецова Е. Н. Южно-Тунгусская нефтегазовая область: геологическое строение и перспективы нефтегазоносности / Е. Н. Кузнецова, И. А. Губин, А. О. Гордеева и др. // Геология и геофизика, т.58, №3-4, 2017. - С. 602-613.

52. Курчиков А. Р. Гидрогеотермические критерии нефтегазоносности / А. Р. Курчиков // Мин-во геол. Г 46 СССР; Зап.-Сиб. Науч.-исслед. Геологоразвед. Нефтяной ин-т. -М.: Недра, 1992. - 231 с.

53. Курчиков А. Р. Методика вероятностной оценки геологических рисков при поисках нефтяных месторождений для территорий с высокой плотностью промышленных открытий / А. Р. Курчиков, В. Н. Бородкин, С. В. Галкин, В. И. Галкин, А. В. Растегаев // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2013. №10. - С. 4-13.

54. Лавренова Е. А. Оценка углеводородного потенциала Берингова моря / Е. А. Лавренова, С. А. Гурянов, В. Ю. Керимов // Геология и разведка месторождений углеводородов, 2020. №63 (5). - С. 42-56. DOI: https://doi.org/10.32454/0016-7762-2020-63-5-42-56.

55. Лавренова Е. А. Анализ углеводородных систем кайнозойских отложений Восточно-Арктических акваторий / Е. А. Лавренова, В. Ю. Керимов, Р. А. Мамедов и др. // Геомодель, 2021. - С. 1-5.

56. Лебедев В. А. Возраст молодых интрузий цанского комплекса (большой Кавказ) и изотопно-геохимические свидетельства гибридного происхождения их магм / В. А. Лебедев, О. З. Дадури, М. Г. Тогонидзе, Ю. В. Гольцман // Петрология, Т. 24, №4, 2016. - С. 339-362.

57. Лебедев М. В. Зоны нефтегазонакопления в основных продуктивных горизонтах терригенного венда на северо-востоке Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области / М. В. Лебедев // Геология и геофизика. - 2015 (1). - С. 20-26.

58. Лебедев М. В. Новые данные об условиях седиментации терминальных отложений формации Jurua, бассейн Солимоес (Бразилия) / М. В. Лебедев, А. В. Храмцова, А. П. Вилесов и др. // Георесурсы, Т. 21. №3, 2019. - С. 2-13.

59. Левинсон-Лессинг Ф. Ю. Траппы Тулуно-Удинского и Братского районов в Восточной Сибири / Ф. Ю. Левинсон-Лессинг, А. С. Гинзберг, Н. Л. Дилакторский // Академия наук СССР, труды совета по изучению производственных сил. - 1932. -82 с.

60. Левянт В. Б. Методические рекомендации по использованию данных сейсморазведки (2D, 3D) для подсчета запасов нефти и газа / В. Б. Левянт, Ю. П. Ампилов, В. М. Глоговский и др. - М.: ООО «Издательство ГЕРС». 2006. - 40 с.

61. Лобусев М. А. Концепция формирования арктической газоносной провинции Западной Сибири : автореф. дис. д-ра. геол. - мин наук: 25.00.12 / Лобусев Михаил Александрович. - М., 2020 - 46 с.

62. Лопатин Н. В. Нефтяные генерационно-аккумуляционные системы: логика концепции и ее применение в поисково-разведочных работах / Н. В. Лопатин, С. Л. Зубайраев // Геоинформатика №3, 2000 - С. 67-82.

63. Лопатин Н. В. Концепция нефтегазовых генерационно-аккумуляционных систем как интегрирующее начало в обосновании поисково-разведочных работ / Н.В. Лопатин // Геоинформатика, 2006 - С. 101-120.

64. Лыжин Е. А. Ключевые геологические риски плея / Е. А. Лыжин, Е. А. Булгакова, Н. В. Нассонова, Е. Л. Лазарь // Нефтяное хозяйство 06, 2015 - С. 18-23.

65. Мылышев Н. А. Геология для нефтяников / Н. А. Мылышев, А. М. Никишин. - М.: Институт компьютерных исследований, 2011.- 360 с.

66. Малышева С. В. Региональное моделирование бассейнов различных геодинамических типов в связи с прогнозом их нефтегазоносности : дис. канд. геол. -мин наук: 25.00.12 / Малышева Светлана Валентиновна. - С., 2015 - 138 с.

67. Максимов С. П. Время формирования залежей нефти и газа / С. П. Максимов. -Москва: Недра, 1976. - 302 с.

68. Масайтис В. Л. Форма и механизм образования трапповых интрузий и экструзий на Сибирской платформе / Материалы по геологии и полезным ископаемым Восточной Сибири, Недра, 1967. - 171 с.

69. Мельников Н. В. Геологические предпосылки прироста минерально-сырьевой базы Юрубчено-Куюмбинского центра нефтедобычи / Н. В. Масленников, Е. В. Смирнов, М. А. Масленников и др. // Геология и геофизика, 2017. Т.58. №3-4. - С. 586-601.

70. Мейен С. В. Введение в теорию стратиграфии. М.: Наука, 1989, 216 с.

71. Мигурский А. В. Дизъюнктивная тектоника и нефтегазоносность платформенных областей (на примере юга Сибирской платформы). / Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора геол.мин.наук, Новосибирск, 1997. - 39 с.

72. Мигурский А. В. Динамическое воздействие траппового магматизма на нефтегазоносность Непско-Ботуобинской синеклизы. /Тектонические критерии прогноза нефтегазононости, Новосибирск, 1986. - С. 27-34.

73. Мигурский А. В. Влияние траппового магматизма на нефтегазоносность областей Сибирской платформы / А. В. Мигурский, Попелуха Г. Ф., Старосельцев В. С., Хоменко А. В. // Флюидодинамический фактор в тектонике и нефтегазоносности осадочных бассейнов, Москва, Наука, 1989. - С. 85-89.

74. Михайлов А. Е. Структурная геология и геологическое картирование. / Учебное пособие для вузов - 4 -е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1984. - 297 с.

75. Морозов Н. В. 3D моделирование углеводородных систем баженовской свиты: детализация прогноза физико-химических свойств углеводородов / Н. В. Морозов, И. Ю, Беленькая, В. В. Жуков // РгоНефть, 2016. №1. - С. 38-45.

76. Наумова М. Н. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности миоценовых отложений Северо-Западной части Черного моря / М. Н. Наумова, Д. В. Надежкин, В. Н. Колосков и др. // Нефтегазовая геология. Теория и практика, 2018. Т.13. №2. - С. 1-19.

77. Наумова М. Н. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности верхнемиоценовых отложений северо-западной части Черного моря : дис. канд. геол. - мин наук: 25.00.12 / Наумова Мария Николаевна. - М., 2019 - 156 с.

78. Нафиков И. Ф. Геологическое строение Алдано-Майской впадины и оценка ее углеводородного потенциала (на основе технологии бассейнового моделирования) : автореф. дисс. канд. геол. - мин наук: 25.00.12 / Нафиков Ильшат Флюрович. - С., 2018 - 23 с.

79. Неручев С.Г. Нефтепроизводящие свиты и миграция нефти. 2-е издание. / С. Г. Неручев - Л. -Недра. - 1969. - 240 с.

80. Нестеров И. И. Методика оценки нефте-газоносности локальных ловушек / И. И. Нестеров [и др.]. - Москва: Недра, 1988. - 196 с.

81. Обласов Н. В. Геохимия нефтей и газов Красноленинского месторождения и поиск их источников (Западная Сибирь, Россия) / Н. В. Обласов, И. В. Гончаров, И. В. Эфтор // Успехи органической геохимии, 2022. - С. 178-181. DOI 10.25205/978-54437-1312-0-178-181

82. Паффенгольц К. Н. Геологический словарь в двух томах / К. Н. Паффенгольц, Л. И. Боровиков, А. И. Жамойда и др. М.: Недра, 1973. - 251 с.

83. Полищук А. В. Оценка перспектив нефтегазоносности бассейна методом моделирования нефтяной системы / А. В. Полищук // Материалы VII Сибирской научно-практической конференции молодых ученых по наукам о Земле. -Новосибирск, 2014. - С. 353-354.

84. Полищук А. В. Применение технологии бассейнового моделирования нефтегазоносных систем с целью оценки геологических рисков бассейна // А. В. Полищук // Материалы XIX научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО - Югры». - Ханты-Мансийск, 2016. - С. 146-155.

85. Полищук А. В. Моделирование нефтегазоносной системы с развитием траппового магматизма / А. В. Полищук, М. В. Лебедев, А. Н. Перепелина // Нефтяное хозяйство. 2018. №1. - С. 12-17.

86. Полищук А. В. Влияние трапповых комплексов на эволюцию нефтегазоносной системы / А. В. Полищук // Материалы докладов международного научно-технического семинара «Информационные системы и технологии в нефтегазодобыче». - Тюмень, 2018. - С. 87-96.

87. Полищук А. В. Зоны нефтегазонакопления бассейна Солимойнс, суббассейна Журуа (Бразилия) по данным 3D бассейнового моделирования / А. В. Полищук, М. В. Лебедев // Нефтяное хозяйство. 2019. №10. - С. 19-23.

88. Полищук А. В. Ранжирование фонда структур бассейнов, осложненных траппами на основе оценки геологических рисков / А. В. Полищук // Сборник материалов международной конференции "Новые технологии - нефтегазовому региону 2019", 2019. - Т.1. - С. 38-40.

89. Полищук А. В. Системный анализ истории геолого-разведочных работ и адаптация шаблона оценки геологических рисков / А. В. Полищук // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2020. 2(338). - С.19-30.

90. Поляков А. А. Международный опыт анализа геологических рисков / А. А. Поляков, Ш.М. Мурзин // Нефтегазовая геология. Теория и практика. Т.7 - №4, 2012. - С.1-29.

91. Поляков А. А. Системный подход к анализу и снижению риска при поисках и разведке месторождений нефти и газа / А. А. Поляков // Нефтегазовая геология. Теория и практика Т11, №1, 2016 - стр. 1-22.

92. Полянский О. П. Континентальный рифтогенез и метаморфическая зональность как следствие термических процессов в литосфере: автореф. дис. доктора геол.-мин.наук: 25.00.03 / Олег Петрович Полянский; Институт минералогии и петрографии ОИГГиМ Сибирского отделения Российской Академии Наук. Новосибирск. 2005. 40 с.

93. Прищепа О. М. Зоны нефтегазонакопления - методические подходы к их выделению, обеспечивающие современное решение задач отрасли / О. М. Прищепа // Нефтегазовая геология. Теория и практика 2008 (3) - стр. 1-31.

94. Раева Н. Моделирование систем нефтегазоносности и оценка ГРР рисков по участку Восточного борта Прикаспийского бассейна / Н. Раева, Н. Косназарова, Ж. Арыкбаева и др. // Каспийская техническая конференция и выставка SPE, 2014 -С. 1-13.

95. Риле Е. Б. Аккумуляция углеводородов в трехслойных природных резервуарах / Е. Б. Риле // Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г. - 2012. - №1. - С. 41-46.

96. Роуз П. Р. Анализ рисков и управление нефтегазопоисковыми проектами / П. Р. Роуз // М. - Ижевск: НИЦ «РХД», Ижевский институт компьютерных исследований, 2011 - 304 с.

97. Санникова И. А. Геолого-геохимические условия формирования нефтегазоносности доманиковых отложений Тимано-Печорского бассейна : автореф. дисс. канд. геол. -мин наук: 25.00.12 / Санникова Ирина Алексеевна. - М., 2019 - 23 с.

98. Санникова И. А. Региональное моделирование углеводородных систем баженовской свиты в Западно-Сибирском бассейне // И. А. Санникова, А. В. Ступакова, М. А. Большакова, Ю. И. Галушкин, Г. А. Калмыков, Р. С. Сауткин, А. А. Суслова, А. Г. Калмыков, Е. В. Козлова/ Георесурсы, 2019. Т.21. №2. - С. 203-212. DOI: https://doi. org/10.18599/grs.2019.2.203-212.

99. Сафронов П. И. Геология и условия формирования месторождений нефти и газа в Северо-Тазовском очаге генерации и аккумуляции углеводородов : дис. канд. геол. -мин наук: 25.00.12 / Сафронов Павел Иванович. - Н., 2018 - 273 с.

100.Сафронов П. И. История нефтегазообразования в кембрийском комплексе Вилюйской гемисинеклизы / П. И. Сафронов, Л. М. Бурштейн, А. А. Губин и др. // Успехи органической геохимии, 2022. - С. 242-244. DOI 10.25205/978-5-4437-1312-0242-244.

101.Сивкова Е. Д. Геологическое строение, нефтегазоносность и генерационный потенциал терригенных отложений вендской системы центральной части Луно-Тунгусского бассейна : автореф. дисс. канд. геол. - мин наук: 25.00.12 / Сивкова Екатерина Дмитриевна. - М., 2022 - 23 с.

102.Система управления ресурсами углеводородов: SPE, 2018 - 61 с.

103.Соловьев А. В. Изучение тектонических процессов в областях конвергенции литосферных плит: методы трекового и структурного анализа / Труды Геологического института / Геол. ин-т РАН, изд-во «Наука», 2008. - 319 с.

104.Старосельцев В. С. Связь интрузивного магматизма с тектоникой Тунгусской синеклизы / В. С. Старосельцев, В. М. Лебедев // Труды СНИИГИМСа, выпуск 217, 1975. - С. 100-108.

105.Старосельцев В. С. Тектоника базальтовых плато и нефтегазоносность подстилающих отложений / В. С. Старосельцев //М.:Недра, 1989. - С. 160-165.

106.Старцева К. Ф. История развития углеводородных систем в северной части Карского моря по данным 2D моделирования / К. Ф. Старцева, А. В. Ершов, В. А. Никишин // Вестник Московского Университета. №2, 2015. - С. 22-31.

107.Ступакова А. В. Палеобассейны - новая концепция моделирования истории геологического развития и нефтегазоносности регионов / А. В. Ступакова, А. А. Пашали, В. В. Волянская, А. А. Суслова, А. П. Завьялова // Георесурсы, 2019. Т.21. №2. - С. 4-12. DOI: https://doi.Org/10.18599/grs.2019.2.4-1.

108.Ступакова А. В. Нефтегазоматеринские толщи Баренцево-Карского шельфа: область распространения и свойства / А. В. Ступакова, М. А. Большакова, А. А. Суслова и др. // Георесурсы, 2021. Т.21. №2. - С. 6-25. DOI: https://doi.Org/10.18599/grs.2021.2.1.

109.Тараник А. А. Геохимические показатели участков долговременной добычи угольного метана как самостоятельного источника энергии на примере месторождений Донбасса / А. А. Тараник // Газовая промышленность №7 (755), 2017 - С. 24-27.

110.Тарасов А. В. О механизме внедрения пластовых трапповых интрузий Норильского района. - «Бюл.МОИП. Отд.геол.» №1, 1966. - С. 134-142.

111.Тиссо Б. Образование и распространенияе нефти / Б. Тиссо, Д. Вельте - М.: Мир, 1981. - 501 с.

112.Трофимук, А. А. Литогенез и нефтегазообразование / А. А. Трофимук, А. Э. Конторович // Горючие ископаемые. Проблемы геологии и геохимии нафтидов и битуминозных пород. под ред. Н. Б. Вассоевича. - М.: Наука, 1976. - С. 19-36.

113.Туровцев Д. М. Условия формирования формаций контактовых роговиков в ореолах дифференцированных трапповых интрузивов на Талиахском месторождении (Норильский район) / Д. М. Туровцев - В кн.: Геология и петрология интрузивных траппов Сибирской платформы. М., «Наука», 1970. - С. 211-232.

114.Жемчугова В. А. Практическое применение резервуарной седиментологии при моделировании углеводородных систем / В. А. Жемчугова. - Москва: РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2014. - 344 с.

115.Феоктистов Г. Д. Условия формирования горных пород трапповой и оливин-базальтовой формаций / Г. Д. Феоктистов, Н. Я. Волянюк // Геология Восточной Сибири. Иркутск, 1972. - С. 27-31.

116. Феоктистов Г. Д. Петрология и условия формирования трапповых силлов / Г. Д. Феоктистов // Наука, сиб. отд-ние, 1978. - 166 с.

117.Фокин А. Н. Риски и неопределенности в геологоразведочном процессе / А. Н. Фокин // Новатор №43, 2011 - С. 8-12.

118.Хаин В. Е. Региональная тектоника (тектоника континентов и океанов: учебное пособие / В. Е. Хаин, А. Ф. Лимонов. - Тверь: ООО «Издательство ГЕРС», 2004. -270 с.

119.Хаин В. Е. Региональная геотектоника / В. Е. Хаин. - М.: изд-во «Недра», 1971. -548 с.

120.Хафизов Ф. З. Анализ углеводородных систем: теория и практика / Ф. З. Хафизов, Н. Н. Косенкова, В.А. Жемчугова [и др.]; М.: Красанд, 2019. - 200 с.

121.Хоменко А. В. Влияние траппового магматизма на нефтегазоносность Тунгусского осадочного бассейна. / Диссертация на соискание ученой степени д.г.-м.н., Новосибирск, 1997. - С. 1-33.

122.Храмцова А. В. Секвенс-стратиграфическая модель субформации Middle Jurua бассейна Солимойнс (Бразилия) / А. В. Храмцова, А.П. Вилесов, М. В. Лебедев, А.

B. Полищук, М. П. Г. Соуза // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, №3 (339), 2020. - C. 42-52.

123.Хуснитдинов Р. Р. «Трапповый магматизм» критерий прогноза трещиноватости карбонатных отложений докембрия на Куюмбинском месторождении / Р. Р. Хуснитдинов // EAGE, Геомодель - 2013. - С. 1-5.

124.Шатров С. В. Расчет вероятности открытия месторождения с учетом взаимной зависимости параметров в пределах оцениваемых пластов и структур / С. В. Шатров // Нефтегазовая геология. Теория и практика, Т. 10. №2, 2015. - С. 1-14.

125.Щеглов В. И. Математические методы моделирования в геологии / В.И. Щеглов // Учебное пособие, Новочеркасск, 2012. - 392 с.

126.Эдер Л. В. Необходимость смены парадигмы развития нефтегазового комплекса в России / Л. В. Эдер, А. Э. Конторович // Интерэкспо ГЕО-Сибирь, 2017. №1. -

C. 16-23.

127.Aarnes I. Contact metamorphic devolatilization of shales in the Karoo basin, South Africa and the effects of multiple sill intrusions / I. Aarnes, H. Svensen, S. Polteau, S. Planke // Chemical geology, 281(3-4), 2011. - pp. 181-194.

128.Airoldi G. M. Flow dynamics in mid-Jurassic dikes and sills of the Ferrar large igneous province and implications for long-distance magma transport / G. M. Airoldi, J. D. Muirhead, S. M. Long, E. Zanella, J. D. L. White // Tectonophysics 683, 2016. - pp. 182-199.

129.Alexander J. A. Risk analysis: lessons learned / J. A. Alexander, J. R. Lohr // SPE annual technical conference and exhibition, 1998 - pp. 27-30.

130.Allen P. A. Basin analysis: Principles and Applications. 2-nd ed. / P. A. Allen, J. R. Allen // Oxford: Blackwell Publishing, 2005 - 550 p.

131.Almeida F. F. M. The origin and evolution of the South American Platform / F.F.M. Almeida, B.B.B. Neves, C.D.R. Carneiro // Earth - Science Reviews. - 2000. - №50. -pp. 77-111.

132.Bailey W. Taking a calculated risk / W. Bailey, B. Couet, F. Lamb, G. Simpson, P. Rose // Oil field review, 2000 - pp. 20-35.

133.Barata C. F. Geologia do petroleo da bacia do Solimoes. O "estado da arte" / C. F. Barata, M.V. Caputo // PDPETRO. - 2007. - №4. pp. 1-10.

134.Beardsmore G. The influence of basement on surface heat flow in the Cooper Basin / G. Beardsmore // Exploration Geophysics, vol. 35, no. 4, 2004. - pp. 223-235.

135.Bender A. A. An Igneous Controlled Petroleum System: Estimating Petroleum Generation and Migration of the Solimoes Basin / A. A. Bender, M. Mello, F. Azambuja et al. // AAPG International Conference and Exhibition, 2009. - p. 1.

136.Bender A. A. New Insights into the Petroleum Systems of the Solimoes Basin: Checking Petroleum. Occurrences with 3-D Modeling Results / A. A. Bender, M. Mello, F. Azambuja et al. // AAPG International Convention and Exhibition, 2010. - p. 1.

137.Bradley J. Intrusion of major dolerite sills. Transactions of the Royal Society of New Zealand / J. Bradley // Geology, v.3, 1965. - pp. 27-55.

138.Burns W. M. Estimating the amount of eroded section in a partially exhumed basin from geophysical well logs: an example from the North Slope / W. M. Burns, D. O. Hayba, E. L. Rowan, D. W. Houseknecht // Studies by thr U. S. Geological Survey in Alaska, 2005. -pp. 1-18.

139.Caldwell R. H. How to evaluate hard to evaluate reserves / R. H. Caldwell, D. I. Heather // J Pet Technol. - 1991. - № 43 (8). - pp. 997-1005.

140.Camoleze Z. Estagio atual do desenvolvimento na Provincia do Rio Urucu, Bacia do Solimoes / Z. Camoleze, E.S.O. Silva, J.M. Kinzel, J.R.B. Correa // IBP, Congresso Brasileiro de Petroleo. - 1990. - № 4. - P. 1-351.

141.Caputo M. V. Possibilidades de Hidrocarbonetos no Arco de Purus / M. V. Caputo, D. N. N. Vasconcelos // Belem, Petrobras, 1971- Sistema de informa9ao de explora9ao 130-5164.

142.Caputo M. V. Sedimenta9ao e tectonica da Bacia do Solimoes / M.V. Caputo, O.B. Silva // Origem e Evolu9ao das Bacias Sedimentares. - 1991. - pp. 169-193.

143.Caputo M. V. Solimoes megashear: interpolate tectonics in northwestern Brazil / M. V. Caputo // Geology, v.19, 1991 - pp. 246-249.

144.Caputo M. V. A origem dos falhmentos na Bacia do Solimoes e a formacao do Arco de Iquitos / M.V. Caputo // Belem, Petrobras -1995, Sistema de informacao 130-6654

145.Caputo M. V. Late Devonian and early carboniferous glacial records of South America / M. V. Caputo, J. H. G. Melo, M. Streel, J. L. Isbell // Geological Society of America special paper 441, 2008 - pp. 1-13.

146.Caputo M. V. Jurua Orogeny: Brazil and Andean Countries / M. V. Caputo // Brazilian Journal of geology vol. 44 (2), 2014. - pp. 181-190.

147.Caputo M. V. Eustatic and tectonic change effects in the reversion of the transcontinental Amazon River drainage system / M.V. Caputo // Brazilian Journal of Geology, 46 (2), 2016 - pp. 301-328.

148.Casquet C. Review of the Cambrian pampean orogeny of Argentina; a displaced orogeny formerly attached to the Saldania Belt of South Africa? // C. Casquet, J.A. Dahlquist, S.O. Verdecchia, E. G. Baldo et al. // Earth Science Reviews, 2017 - pp. 1-44.

149.Cordani U. G. Tectonic map of South Amaerica, explanatory notes / U.G. Cordani, V.A. Ramos, L.M. Fraga, M. Cegarra et. al // Comission for the geological map of the world, 2016. - 13 p.

150.Costa D. F. B. Analysis of the geometry of diabase sills of the Serra Geral magmatism, by 2D seismic interpretation, in Guarei region, Sao Paulo, Parana Basin, Brazil / D.F.B. Costa, W.H. Santos, S. Bergamaschi, E. Pareira // Brazil Jiurnal of geology, 46 (4), 2016 -pp. 606-615.

151.Delaney P. T. Fortran 77 programs for conductive cooling of dikes with temperature-dependant thermal properties and heat cristallisation / P.T. Delaney // Computers and Geosciences (14), 1988. - pp. 181-212.

152.Demaison G. Genetic classification of Petroleum Systems / G. Demaison, B.J. Huizinga // AAPG Memoir v.10, n.10, 1991. - pp. 1626-1643.

153.Demaison G. The generative basin concept / G. Demaison and R.J. Murris, eds., Petroleum geochemistry and basin evaluation, AAPG Memoir 35, 1994. - pp. 1-14.

154.Deveton J. H. Log normalization by trend surface analysis / J.H. Deveton, E. Bornemann // The Log analyst, v. 22, no. 4, 1981. - pp. 3-8.

155.Dow W. G. Application of oil correlation and source rock data to exploration in Williston basin / W.G. Dow // AAPG Bulletin. v.58, n.7, 1974. - pp. 1253-1262.

156.Du Toit A. I. The Karoo dolerite of South Africa: a study of hypabyssal injection / A. I. Du Toit // Transactions Geological Society of South Africa, 23, 1922 - pp. 1-42.

157.Einsele G. Mechanism of sill intrusion into soft sediment and expulsion of pore water. / G. Einsele // Geologisches Institut Universitat Tubingen, Germany, 1982 - pp. 1169-1175.

158.Eiras J. F. Bacia do Solimoes / J. F. Eiras, C. R. Becker, E. M. Souza et. al. // Boletim de Geociencias da Petrobras, 8 (1), 1994. - pp. 17-45.

159.Elias A. R. D. Diagenetic patterns in eolian/coastal sabkha reservoirs of the Solimoes Basin, Northern Brasil / A. R. D. Elias, L.F. De Ros, A. M. P. Mizusaki, S. M. C. Anjos // Sedimentary Geology, v. 169, 2004. - pp. 191-217.

160.Elias A. D. Isotopic evidence on the diagenetic evolution of coastal sabkha reservoirs from the Solimoes Basin, northern Brazil / A. D. Elias, L. F. Ros, A. M. Mizusaki, K. Kawashita // Gondwana Research, №11 (4), 2007. - pp. 553-567.

161.Ferdinando D. Permian play mapping in the northern Perth Basin / D. Ferdinando, I. Longley // PWA. - 2015. - pp. 17-26.

162.Filho A. T. Magmatism and petroleum exploration in the Brazilian Paleozoic basins / A. T. Filho, A. M. Pimentel, L. Antonioli // Marine and Petroleum Geology, 25, 2007. -pp. 143-151.

163.Filho J. R. W. O diabasio nas bacias paleozoicas amazonicas heroi ou vilao? / J. R. W. Filho, W.A.S. Travassos, D. B. Alves // B. Geoci. Petrobras, Rio de Janeiro, v.14, n.1, 2006. - pp. 180-181.

164.Filho J. R. W. Bacia do Solimoes / J. R. W. Filho, J. F. Eiras, P. T. Vaz // B. Geoci. Petrobras, Rio de Janeiro, v.15, n2, 2007. - pp. 217-225.

165.Francis E. H. Magma and sediment - I. Emplacement mechanism of late Carboniferous tholeiite sills in northern Britain / E. H. Francis // Journal of geological society. London, 139, 1982. - pp. 1-20.

166.Frone Z. S. Heat flow and thermal modeling of the Appalachian basin, West Virginia / Z. S. Frone, D. D. Blackwell, M. C. Richards, M. J. Hornbach // Geosphere, v., no. 5, 2015. -pp. 1279-1290.

167.Garcia G. Basin modeling uncertainties related to hybrid Devonian Petroleum System (conventional plus atypical) of Solimoes Basin (Brazil) / G. Garcia, L.M. Araujo, J.R.W. Filho // AAPG Hedberg Conference, Petroleum Systems: Modeling the Past, Planning the Future, France 2012. - p. 1.

168.Gardiner D. Modeling petroleum expulsion in sedimentary basins: the importance of igneous intrusion timing and basement composition / D. Gardiner, N. Schofield, A. Finlay, N. Mark, L. Holt, C. Grove, C. Forster, J. Moore // Geology, v.47, 2019. - pp. 904-908.

169.Gautier D. L. Assessment of Undiscovered oil and gas in the Arctic / D. L. Gautier, K. J. Bird, R. R. Charpentier, A. Grantz et al. // Science vol.324, 2009 - pp.1175-1179.

170.Gilbert G. K. Report on the geology of the Henry Mountains / G. K. Gilbert // U.S. Geographical and Geological Survey of the Rocky Mountains Region, 1877. - 160 p.

171.Gonzaga F. G. Petroleum geology of the Amazonas basin, Brazil: modeling of hydrocarbon generation and migration // F. G. Gonzaga, F. T. T. Goncalves, L. F. C. Coutinho // Petroleum systems of South Atlantic Margins: AAPG Memoir, vol.73, 2000. -pp. 159-178.

172.Grahn Y. Integrated correlation of Late Silurian (Pridoli s.l.) - Devonian chitinozoans and miospores in the Solimoes Basin, northern Brazil // Y. Grahn, S. Loboziak, J. H. Melo // Acta Geologica Polonica. - 2003. - № 4. - pp. 283-300.

173.Grahn Y. Ordovician chitinozoa and biostratigraphy of Brazil // Y. Grahn // Geobios. -1992. - №6. - pp. 703-723.

174.Guidelines for the evaluation of petroleum reserves and resources / Society of Petroleum Engineers. - 2011. - pp. 1-141.

175.Gussow W. C. Differential entrapment of gas and oil: a fundamental principle / W. C. Gussow // AAPG Bulletin. - 1954. - № 38. - pp. 816-853.

176.Gusterhuber J. Neogene uplift and erosion in the Alpine Foreland basin (Upper Austria and Salzburg) / J. Gusterhuber, I. Dunkl, R. Hinsch, H. Linzer, R. F. Sachsenhofer // Geologica carpathica, vol. 64, no. 4, 2012. - pp. 295-305.

177.Hamza V. M. Heat flow map of South America / V. M. Hamza, M. Munoz // Geothermics, vol. 25, no. 6, 1996. - pp. 599-646.

178.Handhal A. M. Analysis of burial history for Mesopotamian basin, southern Iraq / A. M. Handhal, M. F. Al-Shahwan, A. A. Al-Yaseri // Iraqi Journal of Science, vol. 55, no. 3B, 2014. - pp. 1292-1311.

179.Hantschel T. Fundamentals of Basin and Petroleum System Modeling / T. Hantschel, Kauerauf A. I. - Springer-Verlag Berlin Heidelberg, 2009. - 476 p.

180.Hawkins J. T. Improving stochastic evaluations using objective data analysis and expert interviewing techniques / J. T. Hawkins, E. M. Coopersmith, P. C. Cunningham // SPE annual technical conference and exhibition. - 2002. - pp. 1-10.

181.Heim S. Geological evolution of the North Sea: Cross-border basin modeling study on the Schillground high / S. Heim, R. Lutz, S. Nelskamp, H. Verweij, D. Kaufmann, L. Reinhardt // Energy Procedia, 40, 2013. - pp. 222-231.

182.Hermoza W. Paleozoic deformation and its hydrocarbon potential in the Northern Andean foreland basin / W. Hermoza, G. Zamora, C. Macellari, R. Tocco // INGEPET. - 2011. -№7. - pp. 1-11.

183.Holford S. P. Impacts of igneous intrusions on source and reservoir potential in prospective sedimentary basins along the western Australian continental margin / S.P. Holford, N.

Schofield, C. A-L. Jackson, C. Magee, P.F. Green, I.R. Duddy // Igneous intrusions in prospective sedimentary basins, 2013. - pp. 1-27.

184.Jamtveit B. Hydrothermal complexes associated with sill intrusions in sedimentary basins. / B. Jamtveit, H. Svensen, Y. Y. Podladchikov, S. Planke // Physical geology of HighLevel Magmatic Systems, London, 2004. - pp. 233-241.

185.Janvier P. Late Devonian actinopterygian scales from Upper Amazon basin, Nortwestern Brasil / P. Janvier, J.H.G. Melo // Candido Simoes Ferreira, № 59 (3), 1987. - pp. 213-218.

186.Jerram D. A. Hot rocks and oil: Are volcanic margins the new frontier? / D.A. Jerram // Elsevier R&D solutions for oil and gas, 2015. - pp. 1-12.

187.Karlsen D. A. Petroleum migration, faults and overpressure, part I: calibrating basin modelling using petroleum in traps - a review / D.A. Karlsen, J.E. Skeie // Journal of petroleum geology, №29 (3), 2006. - pp. 227-255.

188.Krobicki M. Caledonian orogeny in Southeast Asia: questions and problems / M. Krobicki, J. Golonka // Geolines vol.20, 2006 - pp. 76-78.

189.Lieshout F. M. J. Modeling of the erosion phases during the Mesozoic in the Broad Fourteens, offshore the Netherlands / F.M.J. Lieshout // Faculty of Geoscience Theses (Master thesis), Utrecht University, 2010 - pp. 1-78.

190.Lima R. D. The role of depositional setting and diagenesis on the reservoir quality of Devonian sandstones from Solimoes Basin, Brazilian Amazonia / R.D. Lima, L.F. De Ros // Marine and petroleum geology, v.19, 2002. - pp. 1047-1071.

191.Lima, R. D. Silica diagenesis and porosity preservation in Devonian reservoirs from the Solimoes basin, Northern Brazil / R. D. Lima, L. F. De Ros // 20 Congresso Brasileiro de P&D em Petroleo and Gas. - 2003. - pp. 1-6.

192.Magee C. Lateral magma flow in mafic sill complexes / C. Magee, J.D. Muirhead, A. Karvelas, et. al // Geosphere, vol.12 no 3, 2016. - pp. 809-841.

193.Magoon L. B. The petroleum system - a classification scheme for research, resource assessment and exploration (abs) / L.B. Magoon // AAPG Bulletin, v.71, n.5, 1987. -587 p.

194.Magoon L. B. The petroleum system / L. B. Magoon, W. G. Dow // AAPG Memoir 60, 1994. - pp. 3-23.

195.Magoon L. B. The play that complements the petroleum system - a new exploration equation / L.B. Magoon // Oil and Gas Journal, 1995 - pp. 85-87.

196.Malte-Sorrensen A. Formation of saucer-shaped sills. Physical geology of high-level magmatic systems / A. Malte-Sorrensen, S. Planke, H. Svensen, Jamtveit B // Geological society of London, special publications, 2004. - pp. 215-227.

197.Mareschal J. C. Radiogenic heat production, thermal regime and evolution of continental crust / J. C. Mareschal, C.Jaupart // Tectonophysics, 2013. - pp. 1-11.

198.McKenzie D. Some remarks on the development of sedimentary basins / D. McKenzie // Earth Planet. Sci. Lett., 1978, v. 40, pp. 25-32.

199.McMaster G. E. Fourteen years of risk assessment at Amoco and BP 'A prospective look at the processes and impact' / G. E. McMaster, P. D. Carragher // Conference Abstracts, Canadian Society of Exploration Geophysics, 2003. - pp. 1-4.

200.Meissner F. F. Petroleum geology of the Bakken Formation, Williston Basin, North Dakota and Montana / F.F. Meissner // Petroleum geochemistry and basin evaluation, AAPG Memoirs 35, 1984. - pp. 159-179.

201.Mello M. The Last Frontier for Supergiant Oil and Gas Accumulations in the Onshore Brazilian Basins: The Solimoes Province, Amazon Area, Brazil / M. Mello, N. C. Azambuja, H.P. Lima et al. // AAPG International Convention and Exhibition, 2010. -p. 1.

202.Mello M. R. Hydrocarbon prospecting in the Amazon rain forest: application of surface geochemical, microbiological, and remote sensing methods / M. R. Mello, F.T.T. Goncalves, N. A. Babinski, F.P. Miranda // Hydrocarbon migration and its near-surface expression: AAPG Memoir 66, 1996. - pp. 401-411.

203.Mello M. R. Selected Petroleum Systems in Brazil / M. R. Mello, W. U. Mohriak, E. A. M. Koutsoukos, G. Bacoccoli // Magoon L. B. and W. G. Dow, eds. The petroleum system -from source to trap: AAPG Memoir, v. 60, 1994 - pp. 499-512.

204.Milani E. J. An outline of the geology and petroleum systems of the Paleozoic interior basins of South America / E. J. Milani, P. D. Zalan // Episodes 22(2), 1999 - pp. 199-205.

205.Milesi V. Contribution of siderite-water interaction for the unconventional generation of hydrocarbon gases in the Solimoes basin, north-west Brazil / M. Vincent, A. Prinzhofer, F. Guyot, M. Benedetti, R. Rodrigues // Marine and Petroleum Geology, vol. 71, 2016 -pp. 168-182.

206.Miller B. M. Application of exploration play analysis techniques to the assessment of conventional petroleum resources by USGS / B.M. Miller // Journal of petroleum geology, 1982. - pp. 55-64.

207.Mio E. D. The Role of Thermal Conductivity, Structural Framework and Filling Pattern in the Heat Flow Propagation through the Solimoes Basin, Northern Brazil / E. D. Mio, S. P. Rostorolla, A. A. Bender // AAPG Annual Convention and Exhibition, 2012. - p. 1.

208.Mizusaki A. M. Ages of Magmatism and the Opening of the South Atlantic Ocean. / A. M. Mizusaki, A. T. Filho, P. Cesero // Instituto de Geociencias, UFRGS, 1998. - pp. 48-49.

209.Mudge M. R. Depth control on some concordant intrusions / M. R. Mudge // Geological Society of America, bulletin, v.79, 1968. - pp. 312-315.

210.Naviset S. Sill emplacement during rifting and inversion from three-dimensional seismic and well data, Phitsanulok basin, Thailand / S. Naviset, C. K. Morley, D. H. Naghadeh, J. Ghosh // Geosphere, v.13, no.6, 2017. - pp. 2017-2040.

211.Neuman E. R. Emplacement mechanism and magma flows in sheet intrusions in sedimentary basins / E. R. Neuman, S. Planke, A. Malthe-Sorenssen // Sill emplacement -NFR, VBR report, 2003. - pp. 1-10.

212.Okada H. Fracture distribution in and around intrusive rocks in the Fushime geothermal field, Japan: evidence from the FMI logging / H. Okada, Y. Yamada // SPLWA 43d Annual Logging Symposium, 2002. - pp. 1-10.

213.Polischuk A. V. Basin Modeling of Petroleum System as a Decision-Making Tool in Exploration / A. V. Polischuk // Saint Petersburg 2020. Geosciences - Converting Knowledge into Resources, 9th International Geological and Geophysical Conference, EAGE - 2020. - V. 2020. - pp. 1-5. - doi: 10.3997/2214-4609.202053030

214.Polishchuk A. Sill intrusion mechanism, parameters, and temperature effect of sills on a petroleum system / A. Polishchuk // Электронная библиотека AAPG Wiki, 2021. -URL.: https://wiki.aapg.org/Sill_intrusion_mechanism,_parameters,_and_temperature_ effect_of_sills_on_a_petroleum_system (дата обращения 09.10.2022).

215.Peace A. Quantifying the influence of sill intrusion on the thermal evolution of organic-rich sedimentary rocks in non-volcanic passive margins: an example from ODP 210-1276, offshore Newfoundland, Canada / A. Peace, K. McCaffrey, J. Imber, R. Hobbs, J. Hunen, K. Gerdes // Basin Research, 2015. - pp. 1-17.

216.Peel F. J. A practical guide to the use of success versus failure statistics in the estimation of prospect risk / F. J. Peel, R. V. Brooks // AAPG Bulletin, v. 100, № 2, 2016. - pp. 137-150.

217.Perrodon A. Subsidence, sedimentation and petroleum systems / A. Perrodon, P. Masse // Journal of petroleum geology, v.7, n.1, 2007. - pp. 5-26.

218.Peters K. E. Applied Source rock geochemistry / K. E. Peters // The petroleum system -from source to trap: AAPG Memoir. - №60. - 1994. - pp. 3-24.

219.Petroleum Resources Management System / Society of Petroleum Engineers. - 2018. -pp. 1-52.

220.Play based exploration. A guide for AAPG's imperial barrel award participants / Royal Dutch Shell, 2014 - pp. 1-52.

221.Rateau R. The potential role of igneous intrusions on hydrocarbon migration, West of Shetland / R. Rateau, N. Schofield, M. Smith // Petroleum Geoscience, vol.19 (3), 2013. -pp. 259-272.

222.Riel N. Permian-Triassic Tethyan realm reorganization: Implications for the outward Pangea margin / N. Riel, E. Jaillard, J. E. Martelat et al // Journal of South American Earth Science 81, 2018. - pp. 78-86.

223.Roddaz M. Forebulge dynamics and environmental control in Western Amazonia: the case study in the of the Arch of Iquitos (Peru) / M. Roddaz, P. Baby, S. Brusset, W. Hermoza, Maria Darrozes J. // Tectonophysics, 399, 2005. - pp. 87-108.

224.Roden R. Threshold effects on prospect risking / R. Roden, M. Forrest, R. Holeywell // AAPG annual convention and exhibition, 2010. - pp. 1-27.

225.Rodrigues F. Hydrocarbon generation, migration, and accumulation related to igneous intrusions: an atypical petroleum system from Neuquen Basin of Argentina / F. Rodrigues, H. J. Villar, R. Baudino // SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference. - 2007. - pp. 1-5.

226.Ross M. I., Scotese C.R. PaleoGIS 3.5 for ArcView, PALEOMAP project, 2000.

227.Ryan M. P. Magmatic systems, vol. 57. Academic Press. - 1994. - 401 p.

228.Salleh S. H. Influence of different probability based models on oil prospect exploration decision making: a case from southern Mexico. / S. H.Salleh, E. Rosales, I. F. Mota // Revista Mexicana de Ciencias Geologicas, v.24, num. 3, 2007. - p. 306-317.

229.Senger K. Effects of igneous intrusions on the petroleum system: a review / K. Senger, J. Millett, S. Planke et al. // First Break, vol.35, 2017. - p. 1-10.

230.Senger K. Geometries of doleritic intrusions in central Spitsbergen, Svalbard: an integrated study of an onshore-offshore magmatic province with implications for CO2 sequestration / K. Senger, S. Roy, A. Braathen et al. // Norwegian journal of geology, vol.93, 2013. -pp. 143-166.

231.Steenken A. The Neoproterozoic-early Paleozoic metamorphic and magmatic evolution of the Eastern Sierras Pampeanas: an overview / A. Steenken, G. A. Luchi, C. M. Dopico // International Journal of Earth Science, vol.100 (2), 2011. - pp. 465-488.

232.Stephens T. L. Igneous sills record far-field and near filed stress interactions during volcano construction: Isle of Mull, Scotland / T. L. Stephens, R. J. Walker, D. Healy, A. Bubeck, R. W. England, K.J.W. McCaffrey // Earth and planetary science letters, 478, 2017. - pp. 159-174.

233.Svensen H. Siberian venting and end-Permian environmental crisis / H. Svensen, S. Planke, A. Polozov // Earth and planetary Science Letters 277, 2009. - pp. 490-500.

234.Svensen H. H. Gondwana large igneous provinces: plate reconstructions, volcanic basins and sill volumes / H. H. Svensen, T. H. Torsvik, S. Callegaro et al. // Geological Society. -2017. - pp. 1-24.

235.Shofield N. Development of intra-basaltic lava field drainage systems within the Faroe-Shetland basin / N. Shofield, D. W. Jolley // Petroleum Geoscience, 2013. - pp. 1-16.

236.Terek A. Equations of state and PVT analysis / A. Terek - Elsevier. Inc., 2019, 607 p.

237.The CCOP guidelines for risk assessment of petroleum prospects, 2000. - pp. 1-35.

238.Tholt A. Matamorphic evolution of the Sierra de Maz: implications for the timing of terrane accretion on the western margin of Gondwana / A. Tholt // Master's thesis, Western Washington University, 2018. - pp. 1-70.

239.Thomson K. Lithological and structural controls on the emplacement and morphology of sills in sedimentary basins / K. Thomson, N. Schofield // Geological society, London, special publications, v.302, 2008. - pp. 31-44.

240.Ulmishek G. F. Stratigraphic aspects of petroleum resource assessment / G. F. Ulmishek // Oil and gas assessment - methods and applications, AAPG studies in geology 21, 1986. -pp. 59-68.

241.Ulmishek G. F. The petroleum system - concept and applications / G. F. Ulmishek, L. B. Magoon // 14th World Petroleum Congress, 1994. - pp. 3-11.

242.Walker R. J. Igneous sills as a record of horizontal shortening: the San Rafael Sub-Volcanic field, Utah / R. J. Walker, D. Healy, T. M. Kawanzaruwa, K. A. Wright, R.W. England, K. J. W. McCaffrey et al. // GSA Bulletin, 129 (9-10), 2017. - pp. 1052-1070.

243.Wanderley F. J. R. O Graben Invertido do Purus / F. J. R. Wanderley, W. A. S. Travassos // TAPIAS, J. G. XIV Congresso Latinoamericano de Geología, 2011, Medellín, Colômbia. Memórias. Medellín: CLG, 2011. pp. - 268-269.

244.Wang B. Dependent risk calculations in multiple - prospect exploration evaluations / B. Wang, G. P. Kokolis, W. J. Rapp, B. L. Litvak // SPE annual technical conference and exhibition, 2000. - pp. 1-14.

245.Welte D. H., Horsfield B., Baker D. R. (eds.) / Petroleum and basin evolution / SpringerVerlag, 1997. - 536 p.

246.Waples D. W. Basin modeling: how well have we done? / D. W. Waples // Basin modelling: practice and progress. Geological Society, London, special publications, v. 141, 1998. - pp. 1-14.

247.Xiao-Yin T. Modeling of thermal effects of igneous intrusions on the temperature field and organic maturity in the changchang sag, Qiongdongnan basin, South China Sea // T. Xiao-

Yin, Z. Gong-Cheng, L. Jian-She, Y. Shu-Chun, R. Song, H. Sheng-Biao // Chinese journal of geophysics, vol.57, no.2, 2014. - pp. 219-229.

248.Yanez M. Metodología estocástica integral para evaluación de proyectos exploratorios, considerando incertidumbre de la información e interdependencia probabilística entre prospectos y diferentes objetivos geológicos / M. Yanez, K. Semeco, M. Leccesse, P. Gil, J. Farinas, M. Aguero // Ingenieria Petrolera, vol.54, No. 11, 2014. - pp. 657-675.

249.Zhiyong He. Migration Lag - What is it and how it affects Charge risk and Fluid properties / He Zhiyong // AAPG Hedberg Conference, 2016. - pp. 1-23.

250.Zhiyong He. The most important factors in charge risking and best practices / He Zhiyong // AAPG Hedberg Conference. 2017. - pp. 1-22.

251.http://eage.ru/ru/firstbreak/article.php?id=3840 (дата обращения 09.10.2022)

252.https://www.investidorpetrobras.com.br/enu/6055/c-6055-enu.html (дата обращения 09.10.2022)

253.https://www.rosneft.ru/press/news/item/185727/ (дата обращения 09.10.2022)

254.http://heatflow.org (дата обращения 09.10.2022)

СПИСОК РИСУНКОВ

Рисунок 1 - Обзорная карта района работ.............................................................................15

Рисунок 2 - Литолого-стратиграфическая шкала и элементы нефтегазовой системы

бассейна Солимойнс [J. F. Eiras, 1994] с изменениями и дополнениями автора...............16

Рисунок 3 - Тектоническая карта бассейна Солимойнс (M. V. Caputo, 1991) с

изменениями и дополнениями автора....................................................................................21

Рисунок 4 - Композитный сейсмический разрез..................................................................22

Рисунок 5 - Структурные тренды суббассейна Журуа (бассейн Солимойнс)...................24

Рисунок 6 - Отражение структурной ловушки Журуа в мощностях верхних пачек

формации Карауари.................................................................................................................27

Рисунок 7 - Развитие бассейнов Солимойнс и Амазонас относительно свода Пурус [J. R.

W. Filho, W. A. S. Travassos, 2011] с изменениями автора...................................................30

Рисунок 8 - Количество залежей и коэффициенты заполнения по открытым

месторождениям ....................................................................................................................... 33

Рисунок 9 - Модели залежей группы месторождения Журуа.............................................35

Рисунок 10 - Геологический разрез месторождений вдоль структурного тренда Уруку (с

изменениями по M. R. Mello и др., 1994)............................................................................... 37

Рисунок 11 - Модель залежи месторождения Арараканга..................................................38

Рисунок 12 - Геологическая модель месторождения Тукума.............................................39

Рисунок 13 - Компонентный состав залежей суббассейна Журуа бассейна Солимойнс. 39

Рисунок 14 - Фациальная модель отложений пласта JR-80-100.........................................48

Рисунок 15 - Фациальная модель отложений пласта JR-70B..............................................49

Рисунок 16 - Фациальная модель отложений пласта JR-70A.............................................49

Рисунок 17 - Фациальная модель отложений пласта JR-50-60........................................... 50

Рисунок 18 - Фациальная модель отложений пласта JR-10................................................50

Рисунок 19 - Карта мощности покрышки Seal 1..................................................................52

Рисунок 20 - Схема плотности интервала покрышки Seal 2 по данным ГИС...................53

Рисунок 21 - Карта мощности покрышки Seal 3..................................................................53

Рисунок 22 - Распространение покрышек Seal 1, Seal 2 и Seal 3 в разрезе (качество

покрышки и мощность)...........................................................................................................54

Рисунок 23 - Обоснование минимальной мощности покрышки........................................55

Рисунок 24 - Особенности распространения доказанных нефтегазоматеринских толщ

суббассейна Журуа...................................................................................................................57

Рисунок 25 - Распространение Франской НГМТ по профилю C-C'..................................57

Рисунок 26 - Определение типа керогена.............................................................................58

Рисунок 27 - Распространение Фаменской НГМТ...............................................................59

Рисунок 28 - Остаточный генерационный потенциал интервалов НГМТ суббассейна

Журуа......................................................................................................................................... 60

Рисунок 29 - Изотопный состав углерода ОВ и С-содержащих газов...............................61

Рисунок 30 - Корреляционная схема по линии скважин северо-западной части

суббассейна ............................................................................................................................... 62

Рисунок 31 - Расположение стратотипической скважины 1-JD-1, вскрывшей отложения

формации Жутай (рисунок заимствован из статьи C. Rubinstein и др. 2005).................... 63

Рисунок 32 - Фрагмент результатов 3D бассейнового моделирования для ЮЗ зоны......64

Рисунок 33 - Амплитуды структур по подошве покрышки резервуара JR70B.................65

Рисунок 34 - Региональный геологический разрез по линии А-А'....................................67

Рисунок 35 - Геологические разрезы суббассейна Журуа (бассейн Солимойнс).............68

Рисунок 36 - Алгоритм создания модели нефтегазовой системы [120].............................71

Рисунок 37 - Разрез по линии скважин I-I'...........................................................................79

Рисунок 38 - Отображение силлов суббассейна Журуа бассейна Солимойнс на

сейсмическом разрезе .............................................................................................................. 80

Рисунок 39 - Процесс построения карты мощности силлов LS (MS1)..............................82

Рисунок 40 - Структурная карта по кровле среднего уровня силлов (силл MS2)............83

Рисунок 41 - Результаты картирования силлов....................................................................83

Рисунок 42 - Распределение микроэлементов в составе интрузий....................................84

Рисунок 43 - Гипотезы внедрения интрузий........................................................................87

Рисунок 44 - Временные разрезы в пределах месторождений...........................................88

Рисунок 45 - Корреляционная связь между мощностями силлов LS и MS2.....................89

Рисунок 46 - Параметры внедрения магматического расплава (по данным Delaney, 1988

[151])..........................................................................................................................................91

Рисунок 47 - Схема корреляции скважин опорного разреза с разрезами центральной и

восточной части суббассейна..................................................................................................93

Рисунок 48 - Результаты оценки полной мощности палеозойских отложений,

эродированных в предмеловое время для скв. 1-LUC-0001-AM.........................................95

Рисунок 49 - Прогнозная карта полной мощности палеозойских отложений,

эродированных в предмеловое время (E)..............................................................................96

Рисунок 50 - Замеры современного теплового потока на территории Южной Америки по

данным: A) http://heatflow.org и B) V. M. Hamza, M. Munoz, 1996...................................... 97

Рисунок 51 - Схема региональной составляющей изменения теплового потока (тренд

первого порядка) на основе архивных данных РН-Бразил..................................................98

Рисунок 52 - Зависимость остатков от аномалии магнитного поля...................................99

Рисунок 53 - Схема остаточной составляющей величины теплового потока.................100

Рисунок 54 - Результирующая схема теплового потока к началу проявления траппового

магматизма..............................................................................................................................101

Рисунок 55 - Диаграмма геологических событий нефтегазовой системы бассейна

Солимойнс (суббассейн Журуа)...........................................................................................109

Рисунок 56 - Гистограммы распределения прогнозных (3D бассейновое моделирование)

и фактических значений запасов месторождений..............................................................112

Рисунок 57 - Оценка нормальности распределения запасов и остатков (прогноз - факт)

..................................................................................................................................................113

Рисунок 58 - Корреляция фактических и прогнозных объемов по данным 3D

бассейнового моделирования................................................................................................115

Рисунок 59 - Оценка сценариев расчета 3D бассейновой модели - порядок внедрения

силлов в осадочный чехол.....................................................................................................118

Рисунок 60 - Пример результатов калибровки модели на данные отражательной

способности витринита..........................................................................................................119

Рисунок 61 - Карта катагенеза отложений НГМТ по результатам 3D бассейнового моделирования........................................................................................................................120

Рисунок 62 - Влияние интрузий на фазовый состав УВ на всей территории суббассейна

..................................................................................................................................................121

Рисунок 63 - Схема дифференцированного улавливания В.Гассоу на примере

структурного тренда Уруку...................................................................................................123

Рисунок 64 - Результаты бурения скважины на ловушке Бурити....................................124

Рисунок 65 - Изменение коэффициента заполнения ловушек в зависимости от соотношения площади дренирования к площади структуры для интервала пластов JR70B

и JR80-100 суббассейна Журуа.............................................................................................125

Рисунок 66 - Зоны нефтегазонакопления суббассейна Журуа (бассейн Солимойнс) .... 131 Рисунок 67 - Прогноз коэффициента заполнения и оценка независимости параметров

уравнения множественной регрессии для Центральной ЗНГН.........................................137

Рисунок 68 - Прогноз коэффициента заполнения и оценка независимости параметров

уравнения множественной регрессии для ЗНГН Уруку.....................................................138

Рисунок 69 - Прогноз коэффициента заполнения для Северо-Западной ЗГН................139

Рисунок 70 - Анализ результатов бурения скважин..........................................................143

Рисунок 71 - Фактическое и прогнозное количество открытий по суббассейну Журуа 149 Рисунок 72 - Распределение коэффициента пористости пластов JR50-60 и JR-70A

открытых залежей..................................................................................................................154

Рисунок 73 - Результаты заполнения ловушек в интервале пласта JR70B-80-100 в северной части суббассейна Журуа по результатам 3D бассейнового моделирования.. 155 Рисунок 74 - Результаты вероятностной оценки прогнозных углеводородных ресурсов ..................................................................................................................................................158

СПИСОК ТАБЛИЦ

Таблица 1 - Тектонические этапы развития территории бассейна Солимойнс................31

Таблица 2 - Подходы к моделированию влияния интрузивных тел, мощности эрозии и

величины теплового потока..................................................................................................102

Таблица 3 - Структурный каркас бассейновой модели бассейна Солимойнс (суббассейн

Журуа).....................................................................................................................................108

Таблица 4 - Сопоставление фактических и прогнозных (3D бассейновое моделирование)

объемов УВ по данным открытых месторождений............................................................110

Таблица 5. Оценка подтверждаемости 3D бассейновой модели.......................................116

Таблица 6 - Характеристика зон нефтегазонакопления суббассейна Журуа бассейна Солимойнс..............................................................................................................................135

Таблица 7 - Критические значения га выборочного коэффициента корреляции для р=0

..................................................................................................................................................136

Таблица 8 - Сводная таблица параметров для оценки вероятности геологической

успешности.............................................................................................................................147

Таблица 9 - Параметры для выполнения параметры для выполнения оценки объемов ресурсов в перспективных ловушках...................................................................................156